热采稠油证实储量评估中递减率的合理确定方法

黄祥光

(中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

美国证券交易委员会(SEC)规定，凡是在美国上市的石油公司，必须按照规定的准则和要求进行储量评估。中国石油作为在美国纽约证劵交易所上市石油公司，根据SEC准则进行油气储量评估已成为储量管理的重要内容。证实储量评估方法中，递减法[1-3］是针对热采稠油油藏的唯一评估方法，运用该方法的关键是递减率的合理确定。相对稳产的油藏可以从产量剖面上直接选取递减率，但由于注蒸汽开发的热采稠油经常采用井间、块间接替的开发模式，致使产量剖面上经常出现相对稳产或多段递减，造成递减率的合理确定难度大。针对这一实际，把国内计算注蒸汽开发稠油油藏技术可采储量的方法-累积油汽比法引入到SEC储量评估中，辅助合理确定递减率。

1 辽河油区热采稠油现状

20世纪80年代初，辽河稠油以蒸汽吞吐开发方式投入开发，通过老区加密调整及产能规模的不断扩大，经历了1986－1995年的大规模上产阶段、1996－2001年稳产阶段和2002年至今的递减阶段。截至2010年底，辽河油区热采稠油动用地质储量68 136.71×104t，可采储量18 568.73×104t，标定采收率27.3%。投产油井 8 964口，开井 4 771口，日产油 11 557 t，年产油 404.35×104t，累积产油14 202.72 ×104t，综合含水率 82.69%，年注汽 1 228.46 ×104t，累积注汽 27 336.05 ×104t，年油汽比0.33，累积油汽比 0.52。

2 计算方法及原理

2.1 方法及原理

针对以上难题，把国内计算注蒸汽开发稠油油藏技术可采储量的方法引入到证实储量评估中，国内计算热采稠油油藏技术可采储量的方法有累积油汽比法和递减法。研究思路与原理是:取注蒸汽开发热采稠油油藏的稳定递减段，同时运用累积油汽比法和递减法计算总可采量，如果总可采量相当的话，就可以反推出递减率[4-9］，即:

累积油汽比关系曲线:

式中，Si—累积注汽量，104t;Np—累积产量，104t;A、B—回归系数。

累积油汽比曲线可采储量计算公式:

式中，N(指数递减)—指数递减法计算的总可采量，104t;OSR—油汽比。

指数递减曲线产量变化公式:

式中，Qt—t时刻产量，104t;Di—初始递减率;t—生产时间，a;Qi—初始产量，104t。

指数递减可采储量计算公式:

若 N(指数递减)≈ N累积油汽比法，

则

经济极限产量计算公式为[15］:

式中，Cfo—固定成本，万元;Po—油价，元/t;Taxo—吨油税费，元;Cvo—吨油可变成本，元;Ro—商品率，%。

2.2 可行性研究

当注蒸汽开发热采稠油区块产量剖面出现稳定递减段时，针对该段分别运用递减曲线法和累积油汽比法计算该块的总可采量，比较两种方法总可采量的计算结果，验证两种方法计算结果的一致性。

注蒸汽开发热采稠油区块杜80块在2008－2011年呈现稳定递减，利用该递减段采用指数递减法和累积油汽比法分别计算总可采量，如图1、图2。指数递减法计算结果为133.12×104t，累积油汽比法计算结果为130.57 ×104t。

对两种方法计算结果进行分析，绝对误差为2.55×104t，相对误差为1.92%，两者之间误差较小，完全符合石油行业误差低于10%的标准，所以可以考虑将累积油汽比法法引入到SEC储量评估中，辅助递减率的合理选取。

3 应用实例

以辽河油区注蒸汽开发较为完整的热采稠油主力区块杜229块为例，运用此方法合理确定递减率，从而准确计算证实储量。

杜229块构造上位于辽河坳陷西部凹陷西部斜坡带中段，开发目的层为新生界下第三系沙河街组沙一段、沙二段、沙三段上兴隆台油层。油藏埋深－840～－940 m，储层岩性为中砂岩、细砂岩、砂砾岩和砾岩，颗粒分选较好，孔隙度一般在28.1% ～33.5%，平均孔隙度30.4%;渗透率一般在920～2 500 mD，平均渗透率1 320 mD，杜229块兴隆台油层整体为中～厚层状边底水油藏。

该块于1998年采用100 m井距、正方形井网、在油层有效厚度60 m以上区域采用二套开发层系，其它地区一套层系蒸汽吞吐方式投入开发。2001年达到产量高峰，而后进入快速递减，2008年利用水平井进行二次开发，使产量趋于稳定(如图3)。

杜229块累积油汽比曲线方程为Si/Np=1.603882+0.000748Si，采用累积油汽比曲线法计算该块的总可采储量为659.66×104t(如图4)，初始产量Qi=7.85×104t，根据杜229块2010年的实际销售油价3 361元/t，固定成本12 102.37万元，吨油税费524.09元，可变成本21 515.34万元，由公式(6)计算经济极限产量Qt=0.64×104t，再由公式(5)反求得递减率Di=13.12%。应用储量评估软件R3，采用指数递减法评估杜229块的总可采储量为656.98×104t，证实储量为172.12×104t(如图5)。

截至2010年12月，杜229块动用含油面积为2.50 km2，石油地质储量为2 061×104t。投产油井350 口，开井 145 口，日产油754 t，年产油 25.52 ×104t，采油速度 1.24%，累积产油484.86 ×104t，储采比为6.7。从该块目前的实际生产状况看，证实储量计算结果符合该块开发实际，计算结果合理。

4 结束语

1)以曙光油田杜229块为例，运用该方法合理确定递减率计算了其证实储量，对结果进行分析，计算结果合理，证实了该方法的适用性和可行性，从而有效解决了注蒸汽开发热采稠油油藏上稳产及多段递减阶段递减率合理选取难的问题。

2)本文提出的方法一般应在吞吐开发2周期以上、积累一定的动态资料后方可使用。

3)应用该方法的关键是应用累积油汽比曲线法合理计算总可采量和经济极限产量。

4)该方法能合理确定注蒸汽开发热采稠油油藏的递减率，提高了评估结果的精度。

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